苏里格致密砂岩气藏未动用储量评价及开发对策

侯科锋，李进步，张 吉，王 龙，田 敏

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安 710018）

0 引言

储量评价是一项贯穿油气勘探开发全过程的长期工作，应随着地质、工程资料和技术经济条件的变化，分阶段适时进行储量复算及评价［1］。针对常规气藏的储量评价研究，各大石油公司和研究人员已经积累了丰富的经验，并形成相应的储量分类和计算规范标准［2-3］，而对于强非均质致密砂岩气藏储量和剩余未动用储量的评价目前还处于探索研究中，尚未有比较统一的规范标准［4-9］。

苏里格气田自2001 年发现以来，历经评价开发和规模上产，2013 年建成我国最大的致密砂岩气田，2014 年开始进入230 亿m3/a 的稳产阶段。随着开发的深入，气田稳产面临严峻挑战：①优质储量规模不断减小，剩余储量品质逐渐变差，开发对象日益复杂；②气田单井及区块递减率高，综合递减达23.5%，每年须弥补递减产能约55 亿m3，动用地质储量（450～500）亿m3，钻井近1 000 口，井位部署难度大；③气田不同区块储量动用程度差异大，剩余未动用储量规模、品质、分布及稳产潜力不明确。针对苏里格气田稳产阶段如何提高储量动用程度的现实问题，在储量核算、落实储量规模的基础上，考虑动、静态参数和内部收益率等指标，采用分类评价的思路，建立储量分类评价标准，开展不同类型储量规模、分布、动用程度及剩余未动用储量的评价，以期提出气田稳产阶段提高储量动用程度的开发对策。

1 研究区概况

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏，与美国的大绿河、圣胡安盆地的致密气藏地质条件相比，苏里格致密砂岩气藏具有“埋藏深、有效砂体规模小、储量丰度低、压力系数低、非均质性强”的特征［10-12］。截至2018 年，苏里格气田累计探明（含基本探明）地质储量约4.7 万亿m3，平均储量丰度1.2亿m3/km2。受储层的强非均质性和成藏条件的差异影响，平面上苏里格气田东、中、西、南各区块储量规模差异较大，中、东区储量探明程度高，且储量规模较大；纵向上储量主要分布在盒8、山1 段，深度为3 000～3 700 m。

2 地质储量复算

2.1 地质储量复算思路与方法

储量复算结果的准确程度关键在于深化储层空间展布特征认识的基础上，选取适当的方法准确求取各项计算参数。毕海滨等［13］研究表明，有效厚度（hi）、含气面积（Ai）均是影响储量计算的主要地质因素。针对苏里格致密砂岩气藏特征，结合多种储量计算方法的优缺点，确立了以储层地质知识库建立为基础，以细分计算单元的砂体/有效砂体空间展布精细刻画为关键，优化主要计算参数的求取，采用以容积法为主、三维地质模型法为辅进行储量复算的思路（图1）。

图1 致密砂岩气藏储量复算技术思路图Fig.1 Technology roadmap of reserves recalculation of tight sandstone gas reservoirs

2.2 储层地质知识库的建立

储层地质知识库作为指导稀井网区储层精细表征，提高储层预测和建模精度的方法已经得到了业界的广泛重视和应用，众多学者［14-20］通过野外露头、现代沉积、水槽试验和地下储层构型（reservoir architecture）等研究建立了多个关于曲流河、辫状河储层地质知识库。苏里格气田储层地质知识库的建立借鉴了前人的研究，重点立足苏里格气田4 个加密区146 口加密井，井网井距为（350～400）m×（400～500）m，基于储层构型分析理论，采用旋回对比、分级控制、模式拟合的思路进行井间构型（剖面和平面）的对比与分析，建立储层地质模型，结合生产动态测井资料进行验证和修正，使地质模型逐步逼近客观地质体，利用该模型统计研究区砂体、有效砂体的长度、宽度、厚度等参数的相互关系，建立对研究区储层精细描述和三维地质建模具有指导意义的储层地质知识库（图2）。

结合现代沉积、露头观测，基于4 个加密区加密井的构型解剖所建立的储层地质知识库表明：①单砂体厚度为2～6 m，宽度为600～1 200 m，砂体的外推宽度一般为100～500 m，砂体外推宽度与厚度具有较好的线性关系；②有效单砂体（心滩、点坝）厚度为2～6 m，宽度一般为450～550 m，宽厚比为100∶1～200∶1（表1）。

图2 储层地质知识库构建流程图Fig.2 Technical process of construction of geological knowledge database

表1 密井网区储层规模参数地质知识库［21］Table 1 Reservoir geological knowledge database established based on infilling well zone

2.3 基于地质知识库的储层描述

气藏类型的不同决定着储层描述的方法和侧重点不同。苏里格气田有效储层厚度薄、非均质性强、孔隙度低、渗透率低。勘探阶段和评价开发阶段，基于地震储层预测和地质综合评价相结合的储层描述有效指导了探井井位部署和储量提交。进入规模开发阶段，随着井网密度和生产动态资料的增加，对储层认识加深，地震资料的分辨率已难以满足对储层精细描述的要求。目前，基于储层地质知识库的储层描述和三维地质建模已成为气田稳产阶段储层精细描述的主要方法。

密井网区储层构型分析表明，苏里格气田盒8段纵向上可细分为10 个储量计算单元［图3（a）］，山1 可细分为6 个储量计算单元［21］［图3（b）］。对于每个计算单元以储层地质知识库为指导编制各计算单元砂体、有效砂体等厚图、含气饱和度、孔隙度等值线图。其中有效砂体边界的刻画是影响储量复算的关键。

岩性气藏储量计算细则以“邻井距离的1/2～1/3”原则推测有效砂体含气边界，该原则适用于相对较小井距下含气边界的推测。对于非均质性较强的气藏，在大井距和多种井网井距条件下，该原则存在一定的误差，会导致有效砂体含气边界预测过大。此外，密井网解剖结果表明，加密后解剖的单砂体、有效砂体的规模较加密前变小。因此，基于储层地质知识库的约束，纵向上分计算单元进行井间有效砂体边界的内插和外推，提高了有效砂体含气边界预测的可靠程度，进而提高储量复算过程中含气面积和储量复算结果的精度。如图4 所示，S15-2 井、S15-4 井都钻遇盒8 下亚段一套气层，S15-3 井未完钻前，推测上述2 口井钻遇同一套气层A，但基于地质知识库的认识和储层构型分析与对比发现，S15-2 井、S15-4 井钻遇的气层为同一期2 条不同河道砂体中的气层，后期完钻的S15-3 加密井证实了基于储层地质知识库约束的有效砂体含气边界描述准确性。

图3 盒8 段（a）、山1（b）段储量纵向计算单元划分Fig.3 Calculation units division in He 8 member（a）and Shan 1 member（b）

图4 不同含气边界划分方式对比意图Fig.4 Gas reservoir boundary dividing based on different methods and rules

2.4 地质储量复算

2.4.1 容积法储量复算

气田的开发实践及储层构型分析表明，强非均质致密砂岩气藏纵向上每个计算单元中，在平面上由多个气藏组成，且由单河道砂体中部向河道砂体边部，气藏的有效厚度减小、物性和含气性变差。因此，平面上根据气藏有效厚度等值线图的分布，以1 m 为间隔，将每个气藏在平面上划分为多个计算单元，对于每个计算单元分别确定含气面积（Ai）、有效厚度（hi）、孔隙度（φi）、含气饱和度（Sgi）。每个计算单元的含气面积（Ai）为相邻有效厚度等值线所圈定的含气面积；有效厚度按照有效砂体等值线范围内单井控制面积（Aci）进行加权平均；孔隙度按照有效厚度进行加权平均；含气饱和度按照单井体积（Aci hφ）加权平均。温度、压力参数继续沿用提交储量时的温、压计算参数，根据式（1）完成每个计算单元的储量计算

式中：G为天然气原始地质储量，亿m3；A为含气面积，km2；h为平均有效厚度，m；φ为平均有效孔隙度，小数；Sgi为平均原始含气饱和度，小数；Ti为平均地层温度，K；Tsc为地面标准温度，K；Pi平均原始地层压力，MPa；Psc为地面标准压力，MPa；Zi为原始气体偏差系数。

最后对各个计算单元的储量进行累加即为复算地质储量。

2.4.2 三维地质模型法储量复算

运用基于目标随机模拟、相控随机模拟及以目标对象为单元的岩相控制随机模拟3 种方法建立沉积相模型；结合储层地质知识库建立储层三维构型模型；通过对测井资料数据的统计分析，进行单井数据粗化、变差函数分析，在三维构型模型基础上分别建立三维孔隙度模型、三维渗透率模型和三维含气饱和度模型等属性模型，根据有效储层物性下限［22］（孔隙度>5%，渗透率大于0.1 mD），建立净毛比（NTG）模型进行储量的计算，其思路流程如图5 所示。

图5 三维地质模型法储计算流程Fig.5 Technical process of reserves recalculation based on 3D geologic model

以苏XX 区块为例，通过采用容积法和三维地质建模方法对该区块储量进行复算，2 种方法复算结果相近，且储量分布特征与地质综合解释成果相一致，主要分布在盒8 下各小层（图6）。容积法和三维地质建模法复算地质储量相比探明地质储量787.9 亿m3，分别减少了7.4%和13.8%。

容积法进行储量复算原理简单，可操作性强，对储层精细描述要求高，储量计算结果更准确，且能够刻画储量的分布特征、指导生产实践。三维地质模型的储量计算方法对模型质量要求高、工作量大，模型的主观性强，对气藏开发仅能做到地质概念模型上的指导，模拟计算结果缺乏立体分布的真实性。

图6 容积法与建模法复算地质储量对比图Fig.6 Comparison of geological reserves recalculated by volumetric and modeling method

因此，从气藏地质特征、2 种建模方法的优缺点和对气田开发实践的指导等方面综合考虑，通过细分计算单元的“容积法”应为苏里格气田各区块进行储量复算的主要方法。此次纵向计算单元细分到小层，在提高储量复算精度的同时，能够反映储量纵向上分布的非均质性。通过对苏里格气田各区块的储量复算，气田的复算地质储量相比探明储量减少了0.83 万亿m3。除个别区块，整体上各区块复算地质储量均不同程度的减少，含气面积减小是储量减少的主要原因，其次为储量丰度。复算结果表明气田稳产的物质基础相对落实。

3 剩余未动用储量分类综合评价

3.1 储量分类评价意义及标准

气田的开发通常采用“先肥后廋”、分期逐步开发的原则［23］。对于大面积分布的强非均质气藏，不仅区块间储量的规模和分布差异大，而且相同区块内储量的品质差异也较大。气田开发要实现目前经济技术条件下储量最大程度动用，提高气田的开发效果，宜采用储量分类评价的思路，对地质储量进行分类评价，建立不同类型储量与经济效益的相关关系，一方面通过不同类型储量的分布来优选产建有利区，同时可以根据不同类型剩余未动用储量的分布特征针对性地制定开发对策来提高储量动用程度。

苏里格气田实际开发过程中，气井一般会在纵向上钻遇3～5 套有效砂体/储层，根据含气性和物性的差异，有效储层分为差气层和纯气层。从气井生产动态的影响地质因素统计分析来看，有效储层的厚度、纯气层的厚度和比例、储层的物性和含气饱和度共同影响气井的产能、预测最终累计产气量（EUR）和单井动储量。除富水区产水对气井产能影响较大外，气井钻遇有效储层厚度越大，纯气层的比例相对越高，储层在平面上的连续性和连通性越好，气井的控制储量规模越大，高产井的比例越多，有效储层的厚度是影响气井产能的最主要因素，但在有效储层厚度较大的条件下，仍然存在20%～25%比例的低产气井，这主要受储层物性和含气性的影响。对比分析苏里格气田中、东区1 250 口直井投产初期井均日产量和预测累计产气量，有效储层厚度大于8 m 气井平均单井日产量大于1.0 万m3/d，平均预测累计产气量大于2 000 万m3，且根据目前气田内部开发投资收益分析，内部收益率可达到12%，并且纯气层的厚度和比例越大，气井生产指标及收益率均越好；有效储层厚度在3～8 m 的气井平均单井日产量为（0.5～1.0）万m3，平均预测累计产气量大于（1 500～2 000）万m3，内部收益率为8%～12%。

开发阶段储量分类评价应坚持“科学实用、不宜过细”的原则，在考虑目前技术条件下可动用程度以储量静态属性特征和气井的生产指标为主，结合内部收益率，建立了储量综合分类评价标准（表2），依据该标准将研究区储量划分为可动用富集区、致密区和难动用的富水区等3 种类型。

表2 苏里格气田储层分级分类Table 2 Comprehensive classified evaluation standard for reserve in Sulige gas field

富集区储量一般位于砂带主体部位，发育多期叠置的块状厚层砂体，有效砂体厚度一般大于8 m，厚层有效单砂体（厚度>4 m）发育比例高，有效砂体中纯气层的比例一般大于60%，有效储层的连续性强，平均储量丰度一般大于1.5 亿m3/km2，内部平均收益率为12%。

致密区储量一般位于低能砂带或者平均单井预测累计产气量为（1 500～2 000）万m3砂带的边部，与富集区相比，致密区有效砂体厚度多为3～8 m，块状厚层砂体比例低，有效砂体纵向上相对分散、孤立，纯气层比例一般为40%～50%，平均储量丰度为（1.0～1.5）亿m3/km2，单井预测累计产气量为1 500～2 000 万m3，内部平均收益率为8%～12%。

富水区砂体发育特征与富集区、致密区相近，纵向上发育多套独立砂体、局部也发育叠置块状砂岩，但储层受构造、储层物性和生排烃强度影响，储层含气饱和度一般小于55%，气水混存，普遍含水，有效储层比例低，且有效储层多成孤立的“透镜体”状分布，纯气层多发育在物性较好的构造高部位，平均储量丰度为（0.5～0.8）亿m3/km2，除部分井外，单井预测累计产气量小于1 500 万m3。

根据上述评价标准，复算苏里格气田可动用的富集区、致密区和难动用的富水区储量分别为1.71万亿m3，1.15 万亿m3，1.03 万亿m3。富集区和致密区储量主要分布在苏里格气田的中、东区，富水区储量主要分布在苏里格气田的西区、南区和东区的北部。由于综合多种分类平均指标，整体上各类储量的分布与气井的累计产气量、储量丰度和Ⅰ+Ⅱ类井比例趋势一致，但局部存在一定的差异。

3.2 已动用储量评价

3.2.1 已动用储量评价方法

目前已动用储量或者已控制储量的计算方法有采气速度法、单井控制面积法、压降法、流动物质平衡法、流动单元法等［24-27］。不同方法的适用性对比见表3。采气速度法的优点是计算简单，但该方法计算的是区块井网完善时最终的动用地质储量，且采气速度难以准确标定，不适用于开发过程中已动用储量的评价；单井动用储量累加法，即根据单井控制面积与储量丰度来确定单井动用储量，该方法的优点是可操作性强、注重地质储量在几何分布上的逼近，能够反映不同开发阶段、不同井网条件下的动用地质储量，缺点是没考虑储层的连通性和地下渗流特征；压降法和流动物质平衡法受储层性质和生产时间影响严重，对非均质气藏存在高渗区储量重复累加、低渗致密区短时间存在压力未波及的未动用死角区，适用于常规均质气藏；流动单元法虽然在理论上考虑了动态法和静态单井控制面积法的不足，但在实际应用时流动单元难于划分，可操作性差。

对于苏里格气田这种有效砂体规模小、连通性差、非均质性强的气藏，难以准确划分流动单元，且气田的开发采用“单元”接替的方式进行，采气速度随时间发生变化。因此，综合分析前期已动用储量评价方法的优缺点，结合苏里格气田的开发方式和气藏特征，认为“单井动用储量累加法”评价已动用储量的方法相对更科学、操作性更强，对井网加密完善指导性更强、更加实用。区块动用储量为单井动用储量之和。单井动用储量为井网控制范围内动用储量丰度与参与射孔的有效储层分布面积的乘积，具体流程如图7 所示。

表3 已动用储量评价方法对比表Table 3 Comparison of evaluation methods for used reserves

图7 苏里格气田已动用储量评价流程Fig.7 Flowchart of calculation of used reserves in Sulige gas field

3.2.2 井网与井控面积

经过多年的持续探索和实践，苏里格气田的井型井网不断优化，开发效果不断提升。井型由直井发展到丛式井和水平井，开发井网由600 m×1 200 m的矩形井网优化到600 m×800 m 的平行四边形井网，水平井井网为600 m×1 800 m。通过加密试验区（300～500）m×（400～500）m 的砂体精细解剖、井间干扰测试、数值模拟和经济评价综合研究，目前经济技术条件下，苏里格气田合理的井网密度为3～4 口/km2［28-29］，对应的井网井距为500 m×500 m～500 m×650 m 的平行四边形井网。基于目前的合理井网考虑，对于600 m×1 200 m 井网，井间具有加密潜力，单井控制面积按照目前合理井网井距500 m×650 m 进行计算，即0.325 km2，动用储量面积为该井控面积范围内已射孔层段含气面积；600 m×800 m井网，按照合理井网控制面积（0.325 km2）计算，井网存在控制未动用储量，由于未动用储量分布范围小，且目前不具备井网加密空间，暂不可动。因此，动用储量面积近似等于控制面积，即0.48 km2；500 m×650 m 井网井距下动用储量面积为井网控制面积下已射孔打开层的含气面积，即井网控制区的下射孔层位的储量全动用。单井控制面积法计算动用储量如图8 所示。

对已动用储量评价结果显示目前储量动用以富集区和致密区为主，富集区已动用储量为0.98 万亿m3，占富集区储量的57.5%；致密区已动用储量为0.38 万亿m3，占致密区储量的32.6%；富水区已动用储量为0.26 万亿m3，占富水区储量的24.5%。

3.3 剩余未动用储量

剩余未动用储量指目前未被井网控制，仍赋存在储层中不能参与渗流与贡献产量的剩余储量。根据剩余未动用储量的分布特征，剩余未动用储量包括井间未动用型、层间未动用型和富水区中的水相封闭型三部分。井间未动用型包括井网未控制的孤立含气砂体和复合砂体内阻流带控制的未动用含气砂体。层间未动用型包括直/定向井未射孔改造的薄气层或者差气层和水平井控制范围内纵向遗留的气或含气层。水相中封闭型包括被水体封闭的孤立含气砂体的储量和气水层中的储量两部分。

气藏强非均质特征、开发井网、井型及储层的改造方式共同控制了已动用和剩余未动用储量在纵向上和平面上的分布。储层特征和井网是造成剩余未动用储量分布的主要影响因素。

图8 不同井网动用储量计算示意图Fig.8 Schematic diagram of calculation of used reserves in different well pattern

通过储量的核算和分小层已动用储量的评价可以看出，剩余未动用储量主要分布在富水区和致密区（图9）。富集区剩余未动用储量为0.73 万亿m3，占富集区储量的42.5%；致密区剩余未动用储量为0.78 万亿m3，占致密区储量的67.4%；富水区剩余未动用储量为0.78 万亿m3，占富水区储量的75.5%。从剩余未动用储量的平面分布来看，富集区和致密区以井间未动用型为主，其次为层间未动用型；西区、南区等富水区除了井间未动用型外，水相封闭型也是剩余未动用储量的重要组成部分。

图9 苏里格气田储量动用分布图Fig.9 Used reserve distribution in Sulige gas field

4 开发对策

从不同类型剩余未动用储量的规模来看，致密区剩余储量、富水区剩余储量规模大，是后期稳产阶段接替开发的重要组成部分，但由于富水区气水关系复杂，气水分布影响因素多，无统一的气水界面，存在低阻气层和高阻水层，流体性质识别难度大［30-31］。富水区储量目前还难以有效动用，还须要进一步进行攻关、试验。因此，目前开发技术条件下，气田的持续稳产须以提高富集区和致密区的储量动用程度为主，从新井加密完善井网和老井措施挖潜2 个方面提高储量的动用程度和气田开发效果（图10）。

图10 苏里格气田剩余未动用储量开发技术思路Fig.10 Technical process of remaining unused reserves in Sulige gas field

4.1 加密完善井网

井网加密模拟结果显示，随着井网密度增加，加密井产气量逐渐降低，井组所有井均累计产气量逐渐降低，采收率在4 口/km2时提高幅度最大，井网密度大于4 口/km2，加密井自身没有经济效益。近年来通过储层结构解剖、井控范围评价、密井网效果分析和数值模拟等方法论证，苏里格气田按照3～4 口/km2的井网密度进行加密完善井网是合理可行的，但不同区块不同储层条件下合理井网密度须要进一步评价。

因此基于合理井网密度，根据目前井网密度的大小将剩余储量分为井网完善区剩余储量、井网基本完善区剩余储量和井网不完善区剩余储量。新井加密主要集中在平面上井网未控制的井网不完善区域，该区域平面上和纵向上的储量动用程度均低。井网完善区，井网井距一般小于500 m×650 m，井网密度大于3 口/km2；井网基本完善区井网井距为600 m×800 m 和600 m×1 200 m，井网密度为（1～2）口/km2，具备局部“甜点”加密的空间；井网不完善区井网密度小于1 口/km2，是后期井网加密完善的重点区域。在储层精细描述的基础上，综合考虑储层厚度、叠置样式、储量丰度及分布特征，进行井网井型的优化部署。对纵向上储量集中的未动用区域继续坚持水平井加密部署，包括阶梯型水平井和大斜度水平井。对于垂向上多、薄层发育的未动用储量坚持直/定向井整体部署。其中井网基本完善区以“甜点”加密部署为主，井网密度可加密至4 口/km2，井网不完善区结合矿权、保护区等地面影响因素进行整体部署动用为主。

4.2 老井措施挖潜

随着气田的生产，苏里格气田低产气井比例逐年增加，老井措施挖潜成为提高储量动用程度和采收率的重要方式。老井措施主要针对平面上井网已控制动用区域，该区域井网相对完善，但井间和层间储量动用程度低，挖潜方式主要包括侧钻水平井和查层补孔等措施。2012—2015 年通过在苏14区块、苏10、苏36-11 等区块开辟侧钻试验区，进行侧钻水平井试验，通过对比分析侧钻前后的生产效果，总结形成了侧钻水平井位优选原则和标准：①老井的静态解释参数分别为Ⅰ类、动态为Ⅲ类；②Ⅱ井网井距大于1 500 m，满足合理井网井距要求；③邻井区域剩余地质储量规模大于4 000 万m3；④侧钻方向邻井气层厚度大于5 m；⑤单井日产量小于2 000 m3，或累计产气量小于1 500 万m3。基于该原则对近两年筛选的6 口老井进行侧钻，侧钻后井均累计产气2 131 万m3，预测井动用地质储量14.3 亿m3，侧钻水平井增产效果明显。

同时对苏东XX-59 等17 口井开展了查层补孔，查层补孔后目前井均累计增加气量850 万m3，预测动用地质储量120.3 亿m3。老井措施挖潜能够明显地提高储量动用程度，是后期提高井网完善区和基本完善区储量动用程度的主要手段。

4.3 攻关技术

以苏里格气田西区为代表的富水区气水关系复杂，水气比高，受气井产水影响，气井产能低，储量动用程度低，剩余未动用储量规模大。富水区储量有效动用必然是苏里格气田后期持续稳产的重要开发领域，在深化储层地质认识的基础上，亟须探索形成避水建产、控水压裂、优化排水等地质-气藏-工艺一体化技术思路。在避水建产方面须要在深化含水气藏分布规律及渗流机理研究的基础上进一步加强地震含气性检测技术和测井可动水评价技术攻关，支撑井位优化部署；储层压裂改造方面须要探索与地质工程相结合的改造层位优选级施工参数优化的控水压裂技术；在气井生产管理方面以排水采气管理为主线，通过积液识别，生产管柱、投产方式及气井生产管理等方面的技术攻关，形成主动性排水采气技术。含水气藏有效开发技术的突破将对苏里格气田乃至长庆气区的长期稳产具有更重要的现实意义。

5 结论

（1）苏里格气田属于强非均质致密砂岩气藏，储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低，受储层的强非均质性和成藏条件的差异影响，各区块储量规模差异较大。基于储层地质知识库约束完成了单砂体级别的有效砂体精细刻画，在此基础上通过平面上细分计算单元进行储量核算，核算地质储量相比探明储量减少了0.88 万亿m3，比例为18.4%，含气面积减小是储量减少的主要原因，其次为储量丰度的减小。储量核算结果表明苏里格气田储量物质基础落实，具备较长期的稳产潜力。

（2）在综合考虑储层静态参数，生产动态指标和内部收益率的基础上，将储量分为可动用的富集区储量、致密区储量和难动用的富水区储量等3 种类型，其中富集区、致密区储量分别为1.71 万亿m3，1.15 万亿m3，富集区和致密区储量占地质储量的73.6%，富水区储量为1.03 万亿m3，占地质储量的26.4%。

（3）采用单井控制面积法，分小层评价已动用储量和剩余未动用储量评价。苏里格气田各区块储量动用程度差异较大，最小为7.6%，最大的动用程度达70.8%，平均为40.1%。富集区、致密区和富水区的储量动用程度分别为57.5%，32.6%和24.5%。剩余未动用储量包括井间未动用型、层间未动用型和富水区中的水相封闭型三部分。

（4）目前经济技术条件下稳产阶段井位优化部署仍以提高富集区和致密区储量动用程度为主。井网完善区以老井措施挖潜为主，井网基本完善区和井网不完善区应综合考虑储层厚度、叠置样式、储量丰度及分布特征通过优选井型进行加密部署来提高储量动用程度。

（5）通过储量复算及剩余未动用储量评价，落实了储量物质基础和稳产潜力，为后期稳产阶段井位优化部署和气田的高效开发提供了技术支持。